Ce document présente la technique de production des puits de pétrole et de gaz, comprenant les configurations de complétion, le matériel de production et les techniques d'activation. Il aborde également la classification des complétions selon le type d'interface avec le réservoir, le mode de production et le nombre de zones à compléter. Enfin, il décrit les équipements de fond essentiels à la complétion, tels que les packers et les vannes de sécurité sub-surface.

1. TECHNIQUE DE PRODUCTION
Enseignant:
Dr. REDOUANE Khiereddine
MAPH18_2021/2022
UNIVERSITE DE BOUMERDES
FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE
LA CHIMIE
DEPARTEMENT : Gisement miniers et pétroliers
Spécialité: exploitation
Option: production

2. 2
2
Sommaire
• CONFIGURATIONS GENERALES D’UNE COMPLETION
• MATÉRIEL DE PRODUCTION (FONCTION ET TECHNOLOGIE)
• MISE EN PLACE DE EQUIPEMENT
• TECHNIQUES D’ACTIVATION & INTERVENTION SUR PUITS
- ACTIVATION PAR GAS LIFT
- ACTIVATION PAR POMPAGE
• COILD TUBING POUR LA COMPLÉTION ET WORKOVER

3. 3
COMPLETION DES PUITS

4. 4
INTRODUCTION
Un système de complétion doit fournir des moyens
de la production de pétrole et de gaz qui sont:
Sécurisés:
Ex, la sécurité de puits; environnement.
 Efficaces:
Ex, les objectives de production.
 Economiques:
Ex, le coût vs revenu

5. 5
INTRODUCTION
La complétion d’un puits consiste en une série
d’opérations :
• la perforation du liner ou du tubage
• le contrôle de sable
• la mise en place du packer de production
• la descente de complétion et l’installation du tubing
hanger
• l’installation des vannes de sécurité de sub-surface
• l’installation de la tête de production
• l’installation du mécanisme de production en surface

6. 6
INTRODUCTION
Les équipements de production qui acheminent le fluide de la formation
jusqu’en surface se divisent en trois parties:
les équipements de fond qui assurent la liaison entre la couche productrice et le
fond du puits
 le tubing de production et ses accessoires
la tête de tubages et la tête de production pour le contrôle de la pression en
surface

7. 7
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (1)
Les complétions peuvent être regroupées selon:
1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le
puits.
Ex: trou ouvert ou trou tubé .
2. le mode de production.
Ex: production naturelle ou production assistée.
3. le nombre de zones à compléter
Ex: complétion simple ou multiple.

8. 8
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (2)
1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le
puits
A. Complétion en trou ouvert
• formations consolidées
toute
couche
• faire produire
l’épaisseur de la
productrice

9. 9
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (3)
1. AVANTAGES ET LIMITATIONS DE COMPLÉTION EN TROU OUVERT
AVANTAGES:
La participation de l’intégralité de la couche à la production
La formation ne sera pas endommagée par le ciment
Les opérations électriques de fin de trou peuvent être répétées
Une meilleure productivité
Le fond de puits peut être approfondi ou équipé d’un liner
LIMITATIONS:
Difficultés de prévenir les venues d’eau et de gaz
Difficultés de stimuler une zone sélectionnée
Nécessite un nettoyage fréquent du fond de puits
Descente et cimentation du dernier tubage avant de forer le réservoir

10. 10
. Complétion par liner non cimenté
Ce type de complétion est utilisé dans les réservoirs friables où il est
des particules solides avec le fluide de formation.
 LINER CRÉPINÉ
Le rôle principale de la crépine est de retenir les particules solides pend
puits, avec des ouvertures varient entre 0.01 et 0.04 selon le dia
solides
 LINER PERFORÉ (INJECTION DE RÉSINE)
Ce type de liner est utilisé dans les réservoirs non consolidés où l
derrière le liner pour consolider les abords du puits et arrêter la venue
 LINER PERFORÉ
Après le forage de la couche productrice, un liner perforé est desc
possible de produire
ant la production du
mètre des particules
a résine est injectée
des particules solides
endu sur toute la
longueur du découvert afin de produire les zones d’intérêt.
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (4)
LINER CRÉPINÉ

11. 11
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (7)
1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et
le puits
B. Complétion en trou tubé
• utilisé dans les réservoirs friables

12. 12
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (6)
1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le
puits
B. Complétion en trou tubé
AVANTAGES:
Production de plusieurs zones séparément
Stimulation d’une ou plusieurs zones sélectionnées
Possibilité d’isoler des zones entre elles
Réduction des venues d’eau et de gaz
Diminution des venues de particules solides
LIMITATIONS:
Risque d’endommagement de la formation
Réduction du diamètre de trou
Réduction de la productivité du puits

13. 13
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (8)
Completion
tubingless
Avec tubing &
packer
2. le mode de production
A. Production naturelle
• la production est assurée
par le tubage de
production.
• Le fluide de la formation
est acheminé en surface
par un tubing de
production.

14. 14
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (9)
GAS LIFT
2. le mode de production
B. Production assistée
• utilisé dans les réservoirs à
pressions anormalement basses
où la pression de gisement est
insuffisante pour acheminer le
fluide de formation en surface.
Jet PUMP
ROD PUMP
TURBINE PLUNGER LIFT Electric submersible pump

15. 15
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (10)
3. le nombre de zones à compléter
A. Complétion Simple
• le tubing est ancré dans un packer de production
• produire plusieurs niveaux d’une même couche à la fois
Interval co-mingling
Complétion standard

16. 16
CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (11)
Complétion
tubing-
annulaire
Complétion
à deux tubing
parallèles
3. le nombre de zones à compléter
A. Complétion Multiple
Tubes concentriques
Tubes multiples

17. 17
EQUIPEMENTS DE FOND
Généralement, l’ensemble des équipements de fond d’une
complétion se compose de haut en bas des éléments suivants :
- Olive de suspension
- Vanne de sécurité sub-surface
- Flow coupling
- Mandrin à poche latérale
- Vanne de circulation
- Sièges
- Packer de production
- Blast joint
- Sabot

18. 18
EQUIPEMENTS DE FOND
 Olive de suspension
Elle doit supporter tout le poids de la colonne de production tout en
assurant l’étanchéité avec la tête de tubing (tubing head) et la ligne de
contrôle de la vanne de sécurité sub-surface
Olive de suspension avec BPV’s
Olives de suspension pour
complétion double

19. 19
Olive de suspension « Tubing anger »
EQUIPEMENTS DE FOND

20. 20
EQUIPEMENTS DE FOND
 vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV »
• Elle opérée hydrauliquement à partir de la surface.
• positionnée à deux joints de la surface (à environ 30-50 m)
• utilisée comme un dispositif de fermeture du puits et arrête le débit
incontrôlé
• Le dispositif de fermeture peut être à clapet «flapper valve» ou à
bille. «Ball valve»
Dans la pratique, il existe deux types de vanne de sécurité sub-surface:
 la vanne de sécurité sub-surface hydraulique récupérable au câble
 la vanne de sécurité sub-surface hydraulique tubing

21. 21
EQUIPEMENTS DE FOND
 vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV »
1. la vanne de sécurité sub-surface hydraulique récupérable au câble
• installée et récupérée au câble
sans remontée la complétion.
• préféré dans les puits à basse
fréquence de reprises ainsi que
dans les puits produisant des
fluides corrosifs
• très facilement remontées
 la restriction du diamètre de
passage du tubing de production

22. 22
EQUIPEMENTS DE FOND
 vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV »
2. la vanne de sécurité sub-surface hydraulique tubing
• sélectionnée pour les puits à grand débits
• nécessitent de remonter la colonne de
production pour les changer.
• même diamètre avec le tubing de production

23. 23
EQUIPEMENTS DE FOND
récupérable au câble
 vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV »
• Principe de fonctionnement de la DHSV
récupérable avec le tubing

24. 24
NOTES
1. Il est indispensable d’égaliser les pressions de part et d’autre de la vanne avant de
procéder à l’ouverture ou le changement de celle-ci.
2. La vanne sub-surface est considérée comme la dernière ligne de défense dans le cas
de pertes des barrières de surface.
3. L’endommagement des vannes de sécurité sub-surface peut être causé par:
 la fermeture de la vanne durant les interventions au câble, CTU et snubbing
 la rotation des équipements d’intervention
 la descente des outils de diamètre plus grand que son diamètre
EQUIPEMENTS DE FOND

25. 25
La vanne de sécurité sub-surface hydraulique
annulaire est une vanne qui offre la possibilité
d’obturer l’intérieur tubing et/ou l’annulaire.
Le mécanisme de fermeture utilise soit un clapet
solidaire au tubing avec un piston à commande
hydraulique logé dans un mandrin à poche latérale,
soit une chemise coulissante ou un système à popet
EQUIPEMENTS DE FOND
Vanne de sécurité sub-surface hydraulique annulaire

26. 26
Principe de fonctionnement de la DHSV annulaire

27. 27
EQUIPEMENTS DE FOND
Flow coupling (raccords anti-usure)
•C’est un tubing court avec une
épaisseur plus importante que le
tubing de production.
•Il est placé de part et d’autre des
éléments ayant des diamètres de
passage réduits afin d’éviter les
problèmes d’érosion et de
turbulence.
•La longueur du flow coupling
dépend principalement du degré
d’abrasion et d’érosion du fluide
de production à ce niveau

28. 28
EQUIPEMENTS DE FOND
Blast joint (tube anti-usure)
•Placé en face de la zone de production
(dans une complétion double ou multiple)
pour résister aux problèmes d’abrasion
dues au jet de fluide a produire;
plus
• l’épaisseur du blast joint est
importante que celle du flow-coupling.

29. 29
 Mandrin à poche latérale « Side pocket mandrel»
EQUIPEMENTS DE FOND
• utilisé dans les complétions gas lift
•permet de mettre en communication
le tubing avec l’espace annulaire.
• a le même diamètre de passage que
celui du tubing de production.

30. 30
EQUIPEMENTS DE FOND
 Vanne de circulation « Sliding side door »
•Elle est descendue en position ouverte
avec la complétion
• Elle est positionnée au-dessus du packer
de production
•Peut être ouverte soit vers le haut ou
vers le bas
•Il est souvent nécessaire d’égaliser les
pressions intérieure et annulaire
•L’inconvénient de cette vanne est la
difficulté rencontrée durant l’opération
d’ouverture Fermé Égalisation Ouverte

31. 31
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers
• Descendu et ancré dans le tubage au
sommet de la couche productrice.
•Isole l’annulaire de la pression dans le
tubing et protège le tubage contre la
corrosion
Les packers sont classés en trois catégories:
•packers récupérables
•packers permanents
•packers récupérables / permanents

32. 32
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers récupérables
à ancrage mécanique:
•Ces packers sont rarement utilisés en production.
Par contre, ils sont parfaits pour les garnitures
provisoires de stimulation, injection de ciment,
tests, du fait qu'ils peuvent être réancrés
immédiatement sans avoir à les sortir du puits
•Ces packers sont ancrés par la mise en
compression, traction ou rotation de la garniture
•Le désancrage est très facile, en général en
suivant la procédure inverse de celle de l'ancrage .

33. 33
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers récupérables
à ancrage hydraulique
•lancé une bille faisant étanchéité sur
son siège
•application de la pression dans le
tubing,
•La pression agit sur un piston à
l’intérieur du packer entraînant une
rampe conique qui ancre les coins et
écrase les garnitures du packer contre le
tubage.
•pastilles de friction activées
hydrauliquement par la pression sous
packer lorsqu'elle est supérieure à celle
de l'annulaire) aide à éviter que le packer
ne glisse vers le haut.

34. 34
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers récupérables
AVANTAGES & INCONVÉNIENTS
– AVANTAGES :
• Descendus directement avec le tubing
• Existent en version double (pour "complétion doubles)
• Faciles à désancrer et à remonter
– INCONVÉNIENTS :
• Plus compliqués
• Diamètre intérieur plus petit pour un casing donné
• Une fois désancrés, doivent être ressortis et reconditionnés avant
d'être réutilisés
• Si coincés, le reforage peut être difficile

35. 35
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers permanents
•Le packer permanent est considéré comme
partie intégrale du tubage, son mécanisme
d’ancrage peut être mécanique, hydraulique ou
électrique
– AVANTAGES :
contraintes mécaniques
– De conception simple
– Très fiables
– Supportent :des
considérables
– des pressions différentielles importantes
– Diamètre intérieur le plus grand pour un casing
donné
– Souplesse au niveau de la liaison tubing-packer
– Peuvent être laissés en place durant un
de
workover pour changer l'équipement
production

36. 36
EQUIPEMENTS DE FOND
Packers permanents
– INCONVÉNIENTS :
– le packer ne peut être récupéré en entier
– Sous l’effet de la température du puits, les garnitures du système
d’étanchéité peuvent se coller dans l’alésage poli du packer ce qui peut
compliquer le désancrage du tubing

37. 37
Packers Pose aux tiges d'un packer permanent
1 Chemise centrale
1bis Filetage carré à gauche
10 Chemise extérieure

38. 38
EQUIPEMENTS DE FOND
1 Chemise centrale
1bis Filetage carré à gauche
2 Corps
3 Filetage fendu rétractable
4 Piston
5 Barre de solidarisation
6 Manchon d'adaptation
7 charge explosive
8 Chambre supérieure
9 Piston flottant
10 Chemise extérieure de pose
11 Cylindre supérieur
12 Orifice calibré
13 Goujon de relâchement
14 Mandrin
Pose aux câbles électriques
d'un packer permanent
Pose aux tiges d'un packer permanent
1 Chemise centrale
1bis Filetage carré à gauche
10 Chemise extérieure

39. 39
EQUIPEMENTS DE FOND
• Choix du packer
Le choix du type de packer est en fonction
• De la résistance du packer et de son mécanisme d'ancrage aux efforts
mécaniques et hydrauliques dans le puits
- Pression différentielle acceptée,
- Compression et traction acceptées à la connexion tubing-packer et à
la liaison cuvelage-packer,
- Température limite pour les élastomères -,
• Des procédures de pose et de récupération ;
• Des implications et des coûts qui en découlent pour la complétion
initiale et les reprises de puits ;
• De la réputation du packer et de l'expérience de l'utilisateur.
• Le diamètre de passage intérieur offert par le packer,
• La résistance des élastomères aux fluides,
• La métallurgie (problèmes de corrosion) .

40. 40
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
La complétion d’un puits peut comporter des phases différentes et l’ordre de ces
phases peut varier :
1- Contrôle et conditionnement du trou : C’est une
opération qui consiste à vérifier l’état du trou :
a- Dans le cas d’un trou ouvert, cela consiste
généralement à redescendre la garniture de forage
munie de son trépan jusqu’au fond et circuler afin
d’homogénéiser la boue, puisque cette dernière a
été utilisée pour le forage donc des fois on la
remplace avec un fluide de complétion mieux
adapté aux opérations ultérieures.

41. 41
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
b- Dans le cas d’un trou cuvelé, les opérations à entreprendre sont :
- Descente d’une garniture de forage équipée d’un trépan ou d’un
scrapeur (racleur), pour cela il faut reprendre le forage avec une
nouvelle garniture.
- Contrôle avec le trépan de la cote du sommet (top) du ciment dans
le cuvelage et reforage de l’excédent éventuel du ciment.
- Grattage à l’aide du scraper de la future zone d’ancrage du packer :
une circulation est effectuée en même temps pour évacuer les
déblais.
- Mise en place d’un fluide de complétion en fin de circulation et
remonte la garniture de forage.
- Enregistrement de diagraphie pour la vérification de la qualité du
ciment.
- Enregistrement d’une diagraphie de recalage. Généralement il
s’agit de Gamma ray couplé à un CCL (casing collar Locator). Le GR
permet une corrélation avec les diagraphies réalisées en trou
ouvert ensuite le calage/ aux niveaux ou aux interfaces du
réservoir.

42. 42
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
2- Restauration éventuelle
de la cimentation :
Dans le cas où la qualité de la
cimentation est insuffisante/
aux problèmes que pose le
gisement (isolation des
interfaces) et aux opérations
prévues pour la couche
(traitement,…), il est
nécessaire d’entreprendre
une restauration de la
cimentation. Pour cela, il est
nécessaire de perforer le
cuvelage et d’injecter sous
pression du ciment au droit
de la zone mal cimentée.

43. 43
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
3- Rétablissement de la liaison couche - trou :
Dans le cas d’un trou cuvelé, avant ou après équipement du puits, on établit
la liaison entre le réservoir et le puits par perforation à l’aide de charges
creuses, cette opération impose des règles de sécurité très strictes liées à
l’utilisation des explosifs.

44. 44
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
4- Essai de puits DST :
Tout puits doit faire l’objet d’un test, de courte durée,
pour connaitre au moins son indice de productivité (ou
d’injectivité) et son endommagement éventuel. C’est à
partir de ces essais et d’études complémentaires au
laboratoire sur les roches et les fluides que peuvent être
définies la nécessité d’entreprendre un traitement de
l’opportunité de tel ou tel traitement.
Le test de formation le plus communément utilisé est le
drill stem test (DST). Le principe d’un DST est
représenté sur le schéma de la Figure 31. Il consiste à
descendre dans le puits, rempli du fluide de forage, une
garniture de test composée principalement d’un train
de tubing (le tubing est préféré aux tiges de forage),
d’un packer, d’une vanne de test, d’une vanne de
circulation inverse et d’enregistreurs de pression et de
température.
Les relations entre débit et pression permettent d’estimer les caractéristiques pétrophysiques de la
formation, notamment sa perméabilité et d’estimer l’endommagement des roches réservoirs (skin).

45. 45
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
5- Traitement de la couche :
Il s’agit des opérations de contrôle des sables,
et stimulations. Concernant ces dernières, un
essai de puits peut être nécessaire pour
décider de leur intérêt. Selon les cas, ces
traitements sont réalisés avant ou après
équipements du puits et peuvent nécessiter un
équipement provisoire.

46. 46
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
6- Equipement du puits :
Il s’agit de la mise en place de l’équipement définitif
d’un puits et du test de ces équipements une fois en
place. A l’équipement classique de base (packer, tubing,
tête de puits,…) peuvent s’ajouter des équipements
spécifiques relatifs à la sécurité ou à l’activation du
puits.

47. 47
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
7- Mise en service du puits et évaluation de ses performances :
Pour un puits producteur, cette phase nécessite de remplacer le fluide de
densité élevée pour tenir la pression de gisement qui se trouvait au
départ dans le puits par un fluide plus léger.
La mise en service d’un puits producteur comporte une phase de
dégorgement. Les traitements effectués sur la couche peuvent imposer
des contraintes à ce niveau-là. Elle peut nécessiter un démarrage assisté
(pistonnage, utilisation de coiled tubing,…) l’évaluation initiale des
performances est essentielle. Elle sert de référence pour le suivi ultérieur
du comportement du puits.

48. 48
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
9- Déménagement de l’appareil :
Pour ce déménagement de l’appareil de forage ou de complétion, le puits doit toujours
être mis en sécurité. Ce déménagement peut avoir lieu une fois l’ensemble des
équipements définitifs a été mis en place.

49. 49
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
9- Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon :
Le suivi dans le temps du comportement du puits permet d’agir en conséquence, de
vérifier le bien ou le mal fondé des décisions prises et la qualité de leur réalisation sur
chantier et aussi de connaitre le comportement du gisement.
Par ailleurs, la complétion du puits fait l’objet d’interventions d’entretien pour la garder
en bon état. Elle peut aussi faire l’objet d’une reprise pour la réparer ou pour modifier
les conditions d’exploitation, pour cela il faut connaitre :
- Toutes les opérations qui ont été réalisées dans le puits, ainsi que les conditions dans
lesquelles elles se sont déroulées.
- Tous les équipements en place ainsi que leurs caractéristiques.

50. 50
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
Schéma type d’un puits après sa complétion
Schéma type d’une tête de puits
de production pour un puits
éruptif
NB: Le fluide placé
entre le tube de
production et le
cuvelage, appelé
fluide annulaire,
sera généralement
une saumure,
complétée avec
des inhibiteurs de
corrosion et des
bactéricides.

51. 51
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION
Dans le cas d’un puits non éruptif, la
complétion comprendra également un
dispositif d’activation.
On en distingue trois grands types :
1- les systèmes de gas-lift
2- les pompes centrifuges immergées ou
PCI (electric submersible pump, ESP ou
sub pump)
3- les pompes à tige (sucker-rod pump)

52. 52
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT
INTRODUCTION:
Les systèmes de gas-lift, qui consistent à injecter du gaz
à différentes profondeurs dans le tube de production
afin de réduire la densité de l’effluent et faciliter sa
remontée.
Un puits peut être activé pour produire plus mais
surtout lorsque l'effluent n'a plus suffisamment d'énergie
pour accéder à la surface dans les conditions fixées par
le procédé.
Les causes sont multiples mais on retiendra
principalement :
- la baisse de la pression statique du réservoir
- l'augmentation du BSW de manière importante par
venue d'eau de formation ou d'eau d'injection.

53. 53
Le Role de Gas-Lift :
Allégement du poids de colonne par Gas Lift.
Le but est de modifier le gradient de
pression de l'effluent en allégeant le poids
de colonne par injection de gaz à débit
contrôlé et continu le plus au fond du puits.
On réduit ainsi la pression hydrostatique.
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

54. 54
Le gaz lift en circuit fermé :
Dans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gaz lift des
puits, ainsi que le gaz naturel des puits sont récupérés en
quasi-totalité à la sortie des séparateurs de production,
recomprimés et réinjectés à nouveau dans le puits.
Le gaz lift en circuit fermé constitue un système
comprenant :
• le réservoir (gisement), les puits
• les équipements de fond (vannes gas lift,..)
• les collectes
• les lignes d’alimentation en gaz d’injection
• les séparateurs
• les installations de traitement (éventuelles)
• la compression
• les équipements de surface (transmetteurs, comptages,
duses,...)
L’équilibre du système est global : la production d’un puits
à fort GOR servira à activer un puits à faible GOR.
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

55. 55
Ascenseur à gaz-lift continu :
La grande majorité des puits de gas lift sont produits en
flux continu, ce qui est très similaire au flux naturel. La
figure 1 montre un schéma d'un système d'extraction par
gaz.
Le gaz est injecté en continu dans le conduit de
production à une profondeur maximale qui dépend de la
pression du gaz d'injection et de la profondeur du puits.
Le gaz d'injection se mélange au fluide de puits produit
et diminue la densité et, par la suite, le gradient de
pression d'écoulement du mélange du point d'injection
de gaz à la surface.
Le gradient de pression d'écoulement diminué réduit la
pression d'écoulement au fond du trou en dessous de la
pression statique au fond du trou, créant ainsi un
différentiel de pression qui permet au fluide de s'écouler
dans le puits de forage.
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

56. 56
Ascenseur à gaz à flux intermittent :
Comme son nom l'indique, le débit intermittent est le déplacement périodique du
liquide du tube par l'injection de gaz à haute pression.
Le bouchon de liquide qui s'est accumulé dans le lorsque la gâchette est enfoncée
(la soupape de levage de gaz s'ouvre), le gaz d'injection à haute pression pénètre
dans le tuyau et se dilate rapidement. Cette action force le bouchon de liquide
(ombré dans la Fig. 2) du tube de déplacer vers la tête de puits.
En raison de la production intermittente du puits, le gas lift à flux intermittent
n'est pas capable de produire à un taux aussi élevé que le gas lift à flux continu.
L'écoulement intermittent ne doit pas être pris en compte à moins que la pression
de fond du trou d'écoulement soit faible et que le puits soulève du gaz à partir de
la vanne de fond.
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

57. 57
Rôle des vannes gas-lift
Vannes de décharge : Décharger progressivement
(alléger colonne) le puits à l'aide de la pression
d'injection de gaz disponible pour atteindre la
profondeur d'injection requise soit le point d'injection
final
Vannes de service : Fournir les moyens de produire
le débit liquide désiré du puits par injection continue
d'un débit gaz optimisé au point d'injection final
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

58. 58
Vannes de décharge opérées par le casing
(vanne type P)
Les vannes de décharge opérées par le casing
(vanne type P) s’ouvrent ou se ferment suivant la
pression casing à la profondeur de la vanne
(sensibilité à la température à la côte vanne)
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

59. 59
Vannes de décharge opérées par le Tubing (vanne type F):
Les vannes de décharge opérées par le Tubing (vanne type F)
s’ouvrent ou se ferment suivant la pression tubing à la
profondeur de la vanne la pression tubing n ’est pas facile à
déterminer (écoulement multiphasique) Utilisé normalement
en double complétion pour le string avec le plus bas IP
(l’autre string sera équipé normalement avec des vannes
type P)
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

60. 60
Avantages :
flexibilité
investissement faible pour l’équipement du puits
adaptation sur puits déviés
possibilité de présence de sable
matériel réduit sur le puits en surface
interventions légères sur les puits
possibilité de traitement
utilisation possible du gaz produit sur place
Inconvénients :
nécessité d’une source de gaz
importance des installations de surface (compresseurs GL)
sensibilité du procédé à la pression en tête de puits
délai de mise en place
limites d’activation par déplétion importante
gaz de formations corrosives problèmes d’hydrates
installation haute pression
rendement faible (10 à 30%)
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT

61. 61
COMPLETION DES PUITS ACTIVÉS PAR GAZ LIFT
Dans le cas d’un puits non éruptif, la complétion comprendra également un dispositif d’activation.
On en distingue trois grands types :
1- les pompes à tige (sucker-rod pump) : c’est le dispositif le plus courant, qui repose sur le principe
d’aspiration des effluents par le mouvement d’une tige. Ce dispositif se repère facilement en surface par
une « tête de cheval » ;
2- les systèmes de gas-lift, qui consistent à injecter du gaz à différentes profondeurs dans le tube de
production afin de réduire la densité de l’effluent et faciliter sa remontée. Ce système nécessite une
unité de compression de gaz en surface. C’est le système d’activation généralement retenu pour les puits
en mer ;
3- les pompes centriguges immergées ou PCI (electric submersible pump, ESP ou sub pump) : c’est une
pompe électrique descendue au fond du puits et dont l’énergie est apportée par un câble électrique
cheminant le long du tubing. C’est un système qui permet de produire de gros volumes. Il est
particulièrement adapté aux puits déviés.

62. 62
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION

63. 63
PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLETION

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“Inspiration is the most important part of digital strategy” Paull Young